今年以来，受国内外宏观形势及疫情影响，煤炭供需关系发生较大变化。笔者从国内外宏观形势、市场价格运行态势、后期市场行情研判等方面入手，对近期动力煤市场进行系统分析及展望。
国内外宏观形势
国际市场方面，受俄乌冲突影响，全球能源供应紧张，石油、天然气、煤炭等能源产品价格震荡飙升，国际市场供需格局发生深刻变化。美联储持续激进加息缩表，导致全球货币紧缩预期增强，经济衰退风险凸显，工业生产受限，大宗商品市场承压大幅震荡。
国内市场方面，在增产稳价保供及中长协合同履约监管等政策措施保障下，煤炭资源供应量同比增幅明显，各环节库存均高于上年同期水平。随着房地产市场各项指标持续走低，叠加疫情多点散发、经济修复进程缓慢等因素，电力、建材、化工等行业下游需求转淡，钢铁、化工企业亏损面扩大，主动控产减产现象增多，带动原燃料需求持续减弱。
市场价格运行态势
进入6月份，国内多地持续高温，部分地区甚至出现了极端高温天气，导致居民用电需求显著增加。据国家能源局数据显示，6月份城乡居民生活用电量1046亿千瓦时，同比增长17.7%，增速较上年同期增长10.9个百分点。叠加经济企稳回升等因素推动，电网负荷屡创新高。下游电厂耗煤量快速提升，部分地区电厂日耗超过上年同期水平。电厂库存消耗加快，但刚需补库用户多以拉运长协资源为主，对市场煤采购积极性一般。港口贸易商对迎峰度夏期间用煤用电需求存乐观预期，报价较坚挺。
7月份以来，高温天气下囤煤风险增加，叠加下游钢铁、建材、化工等非电用煤行业景气度下行、原燃料采购节奏放缓等因素，市场看空预期逐步增强，北方港口贸易商低价出货心态显现，各品种报价持续震荡下调。截至7月底，高中低卡煤成交价格均已跌至限价范围内，部分有调整库存结构需求的电厂，对高卡低硫优质煤种的采购意愿有所增强，但压价力度较大。目前港口市场成交氛围僵持，降价对需求的提振作用不明显。
从产地市场来看，受增产保供及长协煤履约监管政策层层加码等因素影响，坑口市场煤供应量持续收紧，价格随销售情况震荡调整。6月份至7月上旬，下游非电用户到矿拉运积极性尚可，煤企可售资源量不多，对价格有支撑。进入7月中下旬后，随着水泥、甲醇、尿素等产品价格大幅下挫，下游建材、化工企业开工负荷持续走低，到矿拉运积极性明显减弱，煤矿销售不畅，库存有所累积，部分矿区承压降价出货。7月底至8月初以来，部分用户刚性补库需求略有释放，到矿拉运车辆开始增多，煤矿销售情况稍有好转，坑口价格窄幅震荡，部分前期跌幅较大的矿区，价格出现小幅反弹。
市场旺季不旺原因解析
迎峰度夏耗煤高峰期，受长协资源稳定供应支撑，下游电厂库存高位，市场煤采购积极性一般，产地、港口价格普遍震荡回落，动力煤市场旺季不旺特征明显。笔者认为，具体原因及表现可归结为三个方面：
一是政策监管力度持续加码，增产保供呈常态化。
煤炭是关系国计民生的基础性能源，富煤贫油少气的资源赋存现状决定了煤电仍是当前我国最主要的电源。为保障电力用煤需求，自2021年四季度以来，国家大力倡导煤炭企业增产稳价保供，引导主产地充分释放先进产能、积极增产挖潜(按照计划，2022年将新增煤炭产能3亿吨)，鼓励发电供热企业年度用煤实现中长期供需合同全覆盖，并针对重点产煤地区及北方港口明确了出矿环节和下水煤中长期交易合理价格区间，同时对产地及港口市场煤价格也给出了限价范围。
在一系列增产稳价保供政策推动下，煤炭产能稳步释放，产量同比明显增长，煤炭企业库存量同比增幅较大。有关数据显示，上半年全国核准煤矿项目先进产能3770万吨/年，调整产能900万吨/年，推动试生产产能6000万吨/年;全国原煤产量219350.7万吨，同比增长11%。主要产煤省产量同比均保持正增长，山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州5省上半年原煤产量合计为183808.1万吨，占全国总产量的83.8%，累计同比分别增长10.1%、15.5%、6.3%、28.8%和3.3%。截至6月底，全国煤炭企业库存5750万吨，同比增加837万吨，增长17%。
为平稳度过迎峰度夏耗煤高峰期，电煤长协保供政策再加码。7月初，国家发改委召开电煤中长期合同换签补签视频会议，提出煤电中长期合同必须实现三个100%要求(发电供热企业全年用煤量签约100%、电煤中长期合同月度履约率100%，执行国家电煤中长期合同价格政策100%)，并明确自6月份以来发生的长协不履约案例，严格执行“欠一补三”条款。7月22日，国家能源局召开持续推进煤炭增产保供视频会议，要求加强煤炭产量调度，协调解决增产保供难题，不折不扣完成增产保供任务，强化电煤中长期合同签约履约监管，确保量价执行到位。由此可见，随着增产保供及中长期合同履约兑现监管工作持续推进，煤企保供范围进一步扩大，可售市场煤资源量明显缩减。
二是经济增长不及预期，工业用电需求明显偏弱
国内疫情反复，部分地区二季度甚至出现了阶段性全面停工停产，叠加全球通胀、供应链短缺、出口订单锐减、国际局势动荡等因素，国内经济不确定不稳定因素增多，消费、投资活动普遍放缓。据国家统计局数据，2022年上半年中国国内生产总值562642亿元，按不变价格计算，同比增长2.5%，其中二季度增速仅为0.4%，离全年经济增长5.5%的目标，有较大的差距。
受经济增速放缓影响，钢铁、建材等重点耗煤行业产量均有缩减，全社会用电需求转弱，工业用电量增速回落明显。国家统计局有关数据显示，1-6月份全国规模以上企业钢材产量66714万吨，同比下降4.6%，水泥产量97682万吨，同比下降15.0%。1-6月份全社会累计用电量40977亿千瓦时，同比增长2.9%，增速较上年同期回落13.3个百分点。其中工业用电量26951亿千瓦时，同比增长1.4%，增速较上年同期回落15.1个百分点，4月、5月工业用电量明显减弱，同比增速分别为-1.2%、-0.4%，6月份增速由负转正，同比微增0.8%。
三是燃煤发电装机占比继续下降，非化石能源替代效应较强。
今年以来，燃煤发电装机容量增速同比回落，占比继续下降。据中电联统计数据，截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中煤电装机容量11.1亿千瓦，同比增长1.9%，增速回落0.6个百分点，占总装机容量的45.5%，同比下降2.7个百分点。反观，非化石能源发电装机容量同比则保持较快增速，截至6月底，水电、生物质发电、核电、风电、太阳能发电装机容量同比依次增长5.9%、17.7%、6.5%、17.2%、25.8%，全口径非化石能源装机容量合计约11.8亿千瓦，同比增长14.8%，占总装机容量的48.2%，同比提高2.8个百分点。
此外，从国家统计局公布的发电量数据来看，1-6月份，全国规模以上企业发电量39631亿千瓦时，同比增长0.7%。其中，火电发电量27277亿千瓦时，同比下降3.9%;水电发电量5828亿千瓦时，同比增长20.3%;并网风电发电量3429亿千瓦时，同比增长7.8%;并网太阳能发电量1107亿千瓦时，同比增长13.5%。相比水电、风电、核电、太阳能发电量同比均保持正增长，火电同比下降，非化石能源的替代效应有所增强。
后期市场综合研判
随着今年“三伏天”过半，迎峰度夏耗煤高峰期已进入下半场。近期，受几起产地煤矿安全事故影响，部分矿区开始停产整顿，动力煤市场资源供应量或有缩减，但终端库存、港口库存体量均较大，预计煤矿短期的安全整顿对市场影响有限。此外，在增产保供及中长期合同签订履约兑现监管等政策措施保障下，主产地煤企积极发运长协资源，主要运煤通道重点向煤炭中长期合同资源倾斜，北方港口调入量持续走高，港口库存总量明显高于上年同期水平。截至8月3日，北方港口(秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港)合计库存2286.6万吨，同比增加519.6万吨，增长29.4%。现阶段电厂库存仍居于相对偏高水平，电煤市场需求增量空间有限，终端电厂心态有支撑，对后市看空预期仍较强。综合以上因素，预计迎峰度夏下半场，动力煤市场将延续旺季不旺的走势。
“三伏天”结束后，因高温天气提振的居民用电需求将持续转弱。但目前国内经济形势有所好转，7月份以来，各地基建投资力度持续加大，一批重大项目加速推进，随着天气转凉，工地施工恢复正常后，将带动建材、钢铁、有色等传统高能耗行业较快增长，对全社会用煤用电需求形成利好支撑。
下半年党的二十大即将召开，届时煤矿安全生产监督检查力度将会有所加大。去冬今春煤炭保供政策将统一延续到2023年3月，增产稳价保供及铁路运力向长协资源倾斜的政策总基调不会改变，且随着新投产、核增、扩产产能的陆续投放，国内煤炭市场供给弹性已逐步增强，长远来看，供应端将延续相对平稳的局面。由于今年国内经济政策大概率会倾向于稳增长而非强刺激，决定了工业用电需求不会大规模集中爆发，预计后期动力煤市场上涨空间有限，趋势性大幅反弹的可能性微乎其微。(作者：中国太原煤炭交易中心有限公司 田莉、贾梦琦)
